LNG冷能發電制氫及液化的綜合能源系統研究

王超 孫恒 李兆慈 徐嘉明

中國石油大學(北京)油氣管道輸送安全國家工程實驗室·城市油氣輸配技術北京市重點實驗室

我國雙碳目標的提出加快了能源轉型的步伐，天然氣、氫氣等清潔能源備受關注[1]。LNG作為天然氣液態儲運載體，供應靈活，是緩解國內用氣緊張的重要手段[2]。LNG在接收站汽化外輸時將釋放大量冷能，學者針對LNG冷能回收利用進行了系列研究[3-6]，其中冷能發電在應用領域使用較多，技術較為成熟，選擇合理的發電方式和工質將產生理想效益[7-9]。在天然氣發展的深入探索中，氫能也逐漸進入大眾視野。氫燃燒產物為水，其發熱量(143 kJ/g)分別是天然氣(58 kJ/g)的2.5倍、汽油(48 kJ/g)的3倍、煤(33 kJ/g)的4.3倍[10]。氫氣清潔高效，是能源轉型的重要載體。但目前氫能還沒有實現大規模推廣和應用，主要原因是綠色制氫和經濟儲運的技術難題尚未攻克。電解水制氫是最為清潔的制氫方式[11]，隨著可再生能源和電解槽技術的發展，該技術將成為未來最具潛力的綠氫來源。同時，液氫具有存儲密度大、長距離運輸比高壓氣氫更經濟、汽化后可獲得高純氫等優勢，因而成為最具潛力的氫能儲運方式。關于氫液化的相關研究也成為近年來的熱點[12-14]。

目前，LNG冷能利用、制氫及氫液化的研究多是獨立進行的，對于多系統之間的綜合利用研究較少。本研究提出一種以電解水制氫設備為樞紐，連接LNG汽化站、冷能發電設備、氫液化裝置的綜合能源系統。基于HYSYS模擬，分析外輸壓力、發電循環方式對整體發電性能的影響，并建立LNG預冷的氫液化系統進行能耗分析，通過求解數學模型對綜合能源系統進行合理的資源配置。

1 LNG冷能發電制氫及液化系統

綜合能源系統包括3部分，如圖1所示，第1部分為LNG冷能發電系統，第2部分為電解水制氫系統，第3部分為采用LNG預冷的氫液化系統。LNG大部分用于冷能發電，剩余部分作為氫液化預冷劑。發電和參與預冷后的汽化氣通過長輸管道外輸供給用戶。根據天然氣用途和外輸距離的不同，相應的汽化壓力為0.6～7.0 MPa[9]，本研究選取2 MPa、3 MPa、4 MPa、5 MPa 4種典型的壓力等級進行研究。冷能發電量主要用于電解水制氫并提供氫液化能耗。作為一個完整的制氫并液化的集成系統，此過程無需外界輸入功，且僅使用LNG一種預冷源，實現了LNG汽化外輸、冷能回收利用、綠色制氫及液化儲運的統一。

2 LNG冷能發電工藝模擬

2.1 主要發電工藝

LNG冷能發電主要有3種方式：直接膨脹、低溫朗肯循環、直接膨脹與朗肯循環并用的聯合循環。圖2是3種發電循環的示意圖。

直接膨脹法中，LNG經泵加壓后進入換熱器中吸收海水或其他熱源熱量，受熱汽化后進入膨脹機做功發電，最后在換熱器中與海水或工業余熱換熱后達到供氣溫度外輸。原理簡單，投資小，但效率低。

低溫朗肯循環中，有機工質在冷凝器中與LNG換熱后降溫，泵增壓后進入蒸發器中與低品位熱源換熱后升溫，高溫高壓的工質經透平膨脹為低溫低壓蒸汽，最后進入冷凝器，完成閉式循環。該循環中使用混合工質較純丙烷、乙烯等單一工質冷能回收率更高[15]。

聯合循環法中，LNG被泵增壓后在冷凝器中與有機工質換熱，降低透平的凝氣溫度，提高發電效率，天然氣再通過透平膨脹做功，最后與海水或其他熱源換熱，達到所需的供氣溫度后輸送給用戶。該方法效率高，發電量較大，是目前普遍采用的一種方式，但裝置復雜，建設成本較高。

3種發電方法各有利弊，在實際生產中，應綜合預算成本，對接收站規模等進行合理選擇。本研究為評估不同發電方式對綜合能源系統資源配置的影響，對3種發電方法分別進行了模擬分析。

2.2 發電工藝模擬

發電方法及膨脹機前后天然氣壓力對發電量影響較大，因此，對3種發電循環在不同的外輸壓力下的發電過程進行了模擬分析。

直接膨脹發電以低溫太陽能為輸入熱源，溫度為150 ℃，壓力為0.1 MPa。朗肯循環和聯合循環選用甲烷、乙烯、丙烷的混合工質。LNG及循環工質組成見表1。發電循環中泵絕熱效率為75%，膨脹機等熵效率為75%，忽略換熱器中的壓降，多流換熱器最小換熱溫差為3～5 ℃，LNG流量為300×104t/a(35×104kg/h)。

表1 LNG及循環工質組成摩爾分數組分LNG朗肯循環發電聯合循環發電CH40.953 90.30.36C2H40.000 00.40.28C2H60.040 80.00.00C3H80.000 10.30.36N20.005 20.00.00

膨脹機與發電機相連，為發電機提供動力，假設發電效率為95%，其發電量功率為：

P=(PEx-Ppump-MF-Ppump-LNG)×95%

(1)

式中：P為發電功率，kW；PEx為膨脹機輸出功，kW；Ppump-MF為工質泵輸入功，kW；Ppump-LNG為LNG加壓泵輸入功，kW。

圖3～圖5為不同外輸壓力和泵后壓力下3種方式的發電量。由圖3～圖5可以看出，直接膨脹中壓力火用直接轉化為電能，因此，膨脹機前后壓差直接影響發電量，在相同外輸壓力下，泵后壓力越高，發電量越大；在相同泵后壓力下，外輸壓力越大，發電量越小。朗肯循環中LNG將冷能轉移到混合工質中，低溫火用是電能主要來源，LNG泵壓直接影響整個發電過程的輸入功，外輸壓力越大，所需外界能量越多，發電量越小。聯合循環電能源自混合工質低溫火用和LNG壓力火用，LNG泵后壓力同時影響整個循環的輸入能量及LNG膨脹過程的發電量。模擬計算發現，在相同外輸壓力下，泵后壓力越高，發電量越小，且相對高外輸壓力，這種下降趨勢更明顯。總體而言，低溫朗肯循環發電效益要高于直接膨脹法，聯合循環在合理選取泵后壓力下的發電效果優于朗肯循環。

3 電解水制氫能耗

電解水制氫純度高，易與可再生能源結合，被認為是未來最具發展潛力的綠色氫能供應方式。國內電解水制氫主要有堿性電解、質子交換膜(proton exchange membranes，PEM)電解、固體氧化物電解(solid oxide electrolytic cells，SOEC)等路線，其特點見表2。堿性電解技術成熟，已實現大規模工業應用，國內關鍵設備主要性能指標均接近國際先進水平，設備成本低，單槽電解制氫產量大，易于快速部署和應用。PEM電解技術運行電流密度高，能耗低，產氫壓力高，適應可再生能源發電的波動性特征，近年來產業化發展迅速，是未來電解水制氫的重要趨勢；SOEC電解目前仍處于試驗示范階段，尚不具備商業化應用條件。因此，系統制氫以堿性電解為主，同時計算了聯合循環中PEM電解的制氫量。氫在常溫常壓下密度為0.089 9 kg/m3，1 h內的制氫量為：

M=Q/w×0.089 9

(2)

式中：M為制氫量，kg；w為電解水制氫能耗，kW·h/m3；Q為發電量，kW·h。

表2 國內電解水制氫主要技術路線的性能特點電解方式技術成熟度運行溫度/℃電流密度/(A·cm-2)單臺裝置制氫規模/(m3·h-1)電解槽能耗/(kW·h·m-3)系統轉化效率/%系統壽命/年堿性電解大規模應用70～900.2～0.40.50～1 000.004.5～5.560～7510～20PEM電解小規模應用70～801.0～2.00.01～500.003.8～5.070～9010～20SOEC電解尚未商業化600～1 0001.0～10.02.6～3.685～100 注:制氫規模及電解槽能耗為0 ℃、0.101 325 MPa下數據。

4 氫液化工藝模擬

氫液化工藝預冷段LNG預冷和兩級氫膨脹制冷相結合，深冷階段采用混合制冷劑為工質的布雷頓循環，混合冷劑的摩爾分數為：氦83.5%，氖10.0%，氫6.5%。正-仲氫轉化的處理方式是于深冷段設置兩級絕熱轉化，轉化節點為-200 ℃和-240 ℃，轉化后仲氫摩爾分數分別為50%和95%。

原料氫在LNG冷量和膨脹冷能作用下預冷至-195 ℃，之后進入深冷循環，深冷段采用布雷頓循環，混合制冷劑經三級壓縮水冷后分割為3股，分別進入制冷工質預冷器中換熱降溫，再通過膨脹機降壓降溫進入深冷換熱器中為原料氣提供冷量，隨后返回各自的預冷換熱器為自身提供冷量，最后回到壓縮機入口處，完成閉式循環。末端液化采用兩相透平膨脹以避免閃蒸損失。圖6是氫液化系統在HYSYS中的模擬流程。

以400 kg/h的氫氣流量為算例，模擬并計算在不同的LNG外輸壓力下，液化單元的能耗及LNG用量。選用Peng-Robinson狀態方程進行相平衡計算，并做以下規定：①忽略水冷器、多流換熱器內壓降；②泵與壓縮機絕熱效率為90%，膨脹機等熵效率為85%；③增壓后的制冷劑進入水冷器后，溫度均降至25 ℃；④各換熱器最小換熱溫差為1～3 ℃；⑤LH2產品壓力為120 kPa，仲氫摩爾分數≥95%。

通過調節深冷劑流量、膨脹機出口壓力、換熱器流體出口溫度，使工藝性能處于較佳的狀態。模擬結果如圖7所示，氫液化單元能耗約為6.609 kW·h/kg LH2，且外輸壓力越高，預冷段LNG用量越多。

5 系統衡算與分析

5.1 數學模型

通過發電循環與氫液化模擬計算得到系統發電量為akW·h/kg LNG，液化能耗為bkW·h/kg LH2，預冷時LNG用量與氫氣流量的比值為c。

進行系統衡算時，假設LNG總量為Lkg/h，其中用于冷能發電為xkg/h，用于液化循環預冷為(L-x)kg/h；總發電量為axkW·h，其中用于電解水制氫的比例為y，其余供給液化所需能耗。

由式(1)、式(2) 得制氫量為：

M=axy/5×0.089 9

(3)

式中：5的取值為表2中堿性電解制氫效率為67.5%的單位能耗。

LNG預冷劑用量m與液化單元能耗W關系為：

m=Mc=Wc/b

(4)

為充分利用LNG，應有：

m=L-x

(5)

W=ax(1-y)

(6)

求解式(5)、式(6)得：

(7)

(8)

在此范圍內，選取不同的x、y可獲得不同產量的液氫，且流程閉合，液化率為100%。制氫量隨x增大而增大，在流程設計中，應合理選值，在獲取更多液氫的同時留有一定的富余能量，確保流程的平穩運行。

5.2 實例計算

發電方式、外輸壓力對發電量和液化循環的預冷量影響較大。本節計算了直接膨脹、朗肯循環、聯合循環3種發電方式在不同外輸壓力下的年液氫產量，以評估不同發電方案及LNG外輸壓力的制氫效益。整個系統LNG可用量為300×104t/a(35×104kg/h)。

以外輸壓力為2 MPa時為例進行計算驗證，采用聯合循環發電量為0.058 kW·h/kg LNG，液化能耗為6.609 kW·h/kg LH2，預冷時LNG用量與氫氣流量的比值為2.778。通過求解模型得：

x=2 323 150/[0.161 124(1-y)+6.609]

(9)

由y∈(0，1)，得x∈(341 700，350 000)。

為確保流程閉合且有能量富余，x與y在設計選取時并非一一對應，參數選擇須有一定松弛空間。為使制氫量足夠多，選取x=349 050，y=0.89，并導入HYSYS工藝模型中進行驗證，當實際液化能耗和LNG預冷用量小于且接近可用量時，表明參數選取合理，流程閉合。驗證結果見表3。

表3 2 MPa外輸壓力下聯合循環發電堿性電解模型驗證發電量/(kW·h)制氫量/kg冷能發電可用于液化能耗/(kW·h)LNG可用預冷量/kg所需液化能耗/(kW·h)所需預冷量/kg液化率/%20 240323.92 2261 000.02 141899.7100

通過模擬計算，349 050 kg/h的LNG用于發電，發電量為20 240 kW·h，當其中的89%用于制氫時，可獲得323.9 kg/h的氫量，剩余11%的能量2 226 kW·h可提供給氫液化循環。323.9 kg/h的氫源采用設計的制冷循環實現完全液化所需能量為2 141 kW·h，小于可用電量，同時需899.7 kg/h LNG進行預冷，滿足小于發電后LNG余量的條件。因此，整個系統對LNG的流量及發電量的資源配置合理，系統可平穩運行。

采用上述方法，依次計算不同發電方式對應壓力下的液氫產量，結果如圖8所示，其中堿性電解制氫效率為67.5%，制氫能耗為5.0 kW·h/m3，PEM電解制氫效率為85%，制氫能耗為3.6 kW·h/m3。

5.3 結果分析

對不同的發電循環，外輸壓力較低時發電量越高，制氫效益較好。在高外輸壓力下發電性能下降，整體液氫產量降低。因為高外輸壓力限制了發電過程中膨脹機的輸出功率，LNG的冷能利用率不高，使得系統總體的發電量偏低。同時，在氫液化預冷時，高壓的低溫天然氣攜帶冷量較少，在提供相同的冷量下所需的LNG流量也更大，導致用于冷能發電的LNG減少，從另一方面減少了系統的整體氫量。

相同的外輸壓力下，聯合循環發電制氫并液化的效果更優，堿性電解時，隨外輸壓力降低可制得1 694～2 837 t/a的液氫，PEM電解在2 MPa下每年可制氫3 785 t，5 MPa下每年可制氫2 252 t。PEM電解能耗較小，同等條件下制氫收益更大。

模擬分析發現，發電和液化系統中參數設置互相約束，LNG各單元用量、外輸壓力、電能分配3個參數是確定制氫量的主要因素。制氫量又將影響LNG預冷量需求及液化能耗，兩者是否在允許范圍內又受到上述3個參數的制約。通過手動優化、調節工質流量及電量分配比等參數，使整體系統處于較佳的性能，在資源利用率較高的狀態下得出以上計算結果，在后續工作中，可考慮通過算法優化或液化工藝結構的調整實現最優配置。

6 結論

(1) 提出以LNG冷能發電作為電解水制氫及氫液化能量的來源，同時使用LNG預冷氫氣的一套綜合能源利用體系。其中，制氫單元選用堿性或PEM電解水方法，液化單元采用LNG-氫膨脹預冷、混合制冷劑布雷頓循環深冷的新工藝。該系統不僅實現了LNG冷能的回收利用，還解決了氫氣的綠色制取及液態儲運問題。

(2) 通過HYSYS模擬及數學模型求解，獲得在不同外輸壓力下3種發電方式的液氫產量為1 420～3 790 t/a。總體而言，采用“混合工質聯合循環發電+PEM電解”方案，能量利用效率最高，在LNG年接收量為300×104t條件下，液氫產量可達到2 250～3 790 t/a。

(3) 在相同外輸壓力條件下，制氫效率相同時聯合循環發電制氫效益最明顯。在同一種發電方式中，隨外輸壓力的增大，制氫量呈下降趨勢。同等條件下，PEM電解制氫效益優于堿性電解。